Главная  Переработка нефти и газа 

Скачать эту книгу

0 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20 21 22 23 24 25 26 27 28 29 30 31 32 33 34 35 36 37 38 39 40 41 42 43 44 45 46 47 48 49 50 51 52 53 54 55 56 57 58 59 60 61 62 63 64 65 66 67 68 69 70 71 72 73 74 75 76 77 78 79 80 81 82 83 84 85 86 87 88 89 90 91 92 93 94 95 96 97 98 99 100 101 102 103 104 105 106 107 108 109 110 111 112 113 114 115 116 117 118 119 120 121 122 123 124 125 126 127 128 129 130 131 [ 132 ] 133 134 135 136 137 138 139 140 141 142 143 144 145 146 147 148 149 150 151 152 153 154 155 156 157 158 159 160 161 162 163 164 165 166 167 168 169 170 171 172 173 174 175 176 177 178 179 180 181 182 183 184 185 186 187 188 189 190 191 192 193 194 195 196 197 198 199 200 201 202 203 204 205 206 207 208 209 210 211 212 213 214 215 216 217

ной зоны от смеси обогащенного газа с выпавшим в пласте конденсатом прослеживается по данным, приведенным на рис. 3.80. Изменение параметров работы скважины на первом режиме (от точки Г к 1) объясняется возрастанием доли жидких углеводородов в фильтрационном потоке через 12-13 ч после ее пуска. Второй режим характеризуется двухфазной фильтрацией из-за поступления в скважину основного количества выпавшего в призабойной зоне и оттесненного обогащенным газом конденсата, содержащего тяжелые углеводородные фракции. На третьем режиме продуктивность скважины улучшилась, однако полная очистка призабойной зоны произошла лишь в начале четвертого режима, о чем свидетельствует как стабильный характер работы скважины на этом режиме, так и тот факт, что значение КГФ установилось на уровне, близком к наблюдавшемуся до проведения эксперимента.

Результаты анализа состава продукции показали, что в течение всего периода промысловых исследований скважины после ее обработки содержание пропан-бутановой фракции в продукции было ниже ее содержания в закачанном газе, что объясняется растворением пропана и бутана в пластовой жидкой фазе. В начальный период отбора наблюдалось изменение состава добываемого газа: возрастало содержание метана, снижалось содержание пропана и бутанов. Изменялись также содержание и состав добываемого конденсата.

Оценка значений коэффициентов фильтрационных сопротивлений после полной очистки призабойной зоны выполнена по параметрам чет-вертого-шестого режимов, осуществленных обратным ходом в максимальном диапазоне дебитов. Воздействие на призабойную зону скважины обогащенным газом заметно улучшило ее характеристику, увеличило продуктивность, и эффект обработки отмечался в течение 2 лет.

Результаты обработки призабойной зоны скважины на месторождении Контести

Промысловые исследования по повышению продуктивности газоконденсатных скважин жидкими углеводородными растворителями проводились на месторождении Контести (Contesti, Румыния). Для обработки была выбрана скважина W пласта Dogger 2 этого месторождения. Пласт залегает на глубине 4000 м. В эксплуатацию был введен в 1979 г. Начальное пластовое давление составляло 42,5 МПа, пластовая температура 130 °С. Максимальная суточная добыча газа и конденсата составляла соответственно 1,7 млн. м/сут и 1,02 тыс. т/сут и отмечалась в 1984 г. К 1989 г. к моменту осуществления воздействия на скважину W она понизилась до 27,5 млн. м/сут и 12,1 тыс. т/сут. Давление забрасывания было определено в 20 МПа.

Скважина W к моменту начала обработки ее призабойной зоны простаивала. При эксплуатации на газлифте скважина давала только воду. Максимальный дебит газа и конденсата по ней в свое время составлял 35 тыс. MVcyT и 12,1 т/сут (из продуктивного интервала толщиной 80 м). Скважину обрабатывали углеводородной жидкостью, близкой по составу к растворителю "В", в объеме 56 м. Этот объем выбирался исходя из необходимости обработки зоны пласта вокруг скважины радиусом 3 м. Продавка углеводородного растворителя осуществлялась азотом при давлении 24 МПа. Скважина выдерживалась после нагнетания агентов 24 ч и затем

6 г, недели

Рис. 3.81. Динамика дебитов газа на скв. w месторождения Contest! (Румыния) после обработки ее призабойной зоны углеводородным растворителем.

Газ: / - газлифтный, 2 - пластовый

запускалась в эксплуатацию на газлифте. На рис. 3.81 представлена динамика дебитов скважины по пластовому и газлифтному газу. В первый момент после пуска скважины она работала с дебитом 20 - 30 MVcyr жидкости, состоящей из воды и закачанного в пласт растворителя. В течение трех недель после обработки дебит скважины по газу возрос до 20 - 21 тыс. м/сут, а затем уменьшался до нуля на протяжении еще двух недель эксплуатации.

Таким образом, результаты промысловых испытаний метода воздействия на призабойную зону газоконденсатных скважин жидкими углеводородными растворителями, осуществленных на месторождении Контести (Румыния), показали следующее. Данный метод воздействия позволяет повысить продуктивность скважин не только за счет удаления ретроградного конденсата из призабойной зоны скважин, но и за счет удаления воды. Представляется, что эффективность обработки призабойной зоны скважины W Контести могла быть еще выше в том случае, если бы при закачке использовались более легкие растворители (типа пропана или ШФЛУ), не содержащие в относительно большом количестве фракции С5+, а объемы растворителя выбирали исходя из требований обработки прискважинной зоны радиусом не менее 10 м.

3.5.3

Основные положения технологии обработки призабойных зон газоконденсатных скважин жидкими углеводородными растворителями

Эффективность проведения обработок призабойных зон скважин в значительной мере определяется точным соблюдением основных положений (правил) воздействия, которые составляют технологию обработки скважин. Основные положения обработки призабойных зон газоконденсатных

скважин жидкими углеводородными растворителями практически не отличаются от описанных выше положений по обработке прискважинных зон пласта сухим газом. Это касается как выбора скважин для обработки, объемов нагнетаемых агентов, давления и темпов нагнетания, схемы обвязки скваяСин, так и последовательности операций при обработке призабойных зон скважин.

Определенные расхождения между положениями зтих двух технологий отмечаются в некоторых разделах описанной выше технологии воздействия сухим газом. В части "Объемы нагнетаемых агентов" необходимо, чтобы при проведении обработки скважин жидкими углеводородными растворителями соотношение масс нагнетаемых в пласт жидкого растворителя и сухого газа было около 1:2. В разделе "Схемы обвязки скважин" необходимо дополнительно к скважине подключить линию от емкости с жидкими углеводородными растворителями и предусмотреть оборудование для их нагнетания в скважину. Одним из вариантов нагнетания жидкого растворителя в скважину является передавливание его в скважину тем же сухим газом. В разделе "Последовательность операций при обработке призабойных зон скважин" следует предусмотреть подключение к скважине вместе с источником газа высокого давления емкости с жидкими углеводородными растворителями и нагнетающих их агрегатов (как правило, в одной линии с источником газа высокого давления).